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原油结垢对换热器换热效果影响的分析点击：2152 日期：[ 2014-04-26 21:53:39 ] |
| 原油结垢对换热器换热效果影响的分析 刘成延1,张润虎2,高贵斌3,左 周2 (1.中国石油长庆油田分公司,陕西西安 710001; 2.长庆油田分公司超低渗透油藏第四项目部,甘肃庆阳 745000; 3.长庆油田分公司第二采油厂,甘肃庆阳 745100) 摘要：通过原油污垢系数对原油加温换热器性能的影响及其实际运行情况的分析,认为对于不同的原油成分,在设计换热器时需要采用不同的原油污垢系数。 关键词：换热器;污垢系数;原油结垢;换热;分析 中图分类号：TQ 051·501 文献标志码：B 文章编号：1000-7466(2010)05-0088-04 在油田实际生产中,换热器主要用于原油加温,影响其换热效果的主要因素是含水原油结垢。在换热器投用初期,由于换热器内原油结垢量少,换热效果基本能达到设计要求,但随着运行时间延长,换热器内原油结垢量增大,垢层厚度增加,换热效果变差,换热器就不能满足原油加温的需求[1~10]。实际上,对于不同区块的原油,由于其成分不同,结垢趋势也不同,换热器处于良好换热效率的时间周期亦不同。当原油中水的体积分数小于0.5%(低含水原油)时,原油无结垢趋势,换热器处于良好换热效率的时间周期较长,基本与换热器使用寿命相近。当原油中水的体积分数大于20%(高含水原油)时,因原油结垢的影响,换热器处于良好换热效率的时间一般在1~2 a,当原油结垢趋势严重时,换热器处于良好换热状态的时间仅能维持3~6个月,有的甚至仅有1~2个月。 换热器传热面的导热系数很大,其热阻通常可忽略,但如果壁面上结有污垢,则对传热性能和压降影响很大,严重时其热阻可对换热器传热效率产生重大影响。因此,在油田原油加温换热器选型或者设计中必须充分考虑原油结垢热阻对其传热性能的影响。 但在油田原油加温换热器中,因常常存在对原油结垢热阻对换热器传热性能的影响考虑不足,所设计的换热器热负荷小于实际所需热负荷,不能满足生产需要的情况。 文中针对存在的问题,通过分析给出了不同工况下油田原油加温换热器设计应选择的污垢系数。 1 污垢系数对传热的影响 1.1 油田加温换热器 油田原油加温常用的换热器有3种,即浮头式换热器、螺旋板式换热器以及管壳式换热器(真空加热炉、水套加热炉内的油、水换热器也属于管壳式换热器)。管壳式换热器主要用于原油接转站,其承压能力高,结垢速率大于螺旋板换热器,可拆卸式管壳式换热器具有清洗方便、占地面积大及造价高的特点,但适合于结垢严重的转油站。螺旋板式换热器换热效果好、占地面积小、造价低,但承压能力低、耐腐蚀性差,适用于净化油加温。浮头式换热器换热面积大、承压能力高、造价高,适用于大型联合站净化油加温。 由于加热炉结构的限制,其中的换热器只能设计为管壳式换热器。考虑加热炉的生产成本,各设计单位对于加热炉换热器污垢系数的取值不尽相同,因此,相同传热功率的换热器的传热面积和质量均有较大的差别。 现以某油田2座转油站(1#站和2#站)加热炉内换热器实际运行的情况(加热炉燃烧系统运行正常)为例说明污垢系数的取值对换热器传热效率的影响。 1.2 1#站加热炉换热器的运行情况 1#站日进原油900 m3,其中水的体积分数为30%。加热炉内设有3组换热器,其中用于原油加热的换热器为2组,单组功率为425 kW,流量为40 m3/h,设计压力6. 3 MPa,换热管规格为Φ76 mm×4 mm,单根换热管长度为3 m(含弯头),共20根,换热面积为14.33 m2,连接方式为双进双出,进口温度为6℃,出口温度25℃。用于采暖水加热的换热器为1组,功率为150 kW,流量为6 m3/h,设计压力4 MPa,换热管规格为Φ76 mm×4 mm,单根换热管长度为3 m(含弯头),换热面积为7.5 m2,连接方式为单进单出,进口温度为35℃,出口温度60℃。 该加热炉换热器从2009-05-23~2009-05-30现场连续运行数据见表1。 从表1可以看出,原油换热器平均体积流量51.42 m3/h,平均进口压力4.84 MPa,水换热器平均体积流量10 m3/h,原油温升为1.19℃,水的温升为6.29℃,锅筒处于正压运行。运行第一天原油温升最高14.34℃,随后逐渐下降,而水温升也有所下降,但没有原油温升下降速度快,热量没有被充分带走。说明原油和水在换热器内运行都会产生污垢,原油污垢对换热效果的影响大于水产生的污垢的影响。 将表1的数据与该加热炉换热器的设计数据比较可知,设计数据与实际运行数据相差较大。分析上述数据可以知道,在没有其他可能影响换热器传热效率因素存在的情况下,1#转油站加热炉换热器设计时污垢系数取值较小及其换热面积偏小是导致加热炉不能满足生产现场原油加温需要的主要原因。 1.3 2#站加热炉换热器的运行情况 2#站日进原油1 100 m3,其中水的体积分数为30%。加热炉内设计3组换热器,其中2组用于原油加热,单组功率400 kW,体积流量为33.5 m3/h,设计压力4 MPa,换热管规格Φ76 mm×4 mm,单根长度为5 m(含弯头),共84根,换热面积48 m2,连接方式为单进单出,进口温度为3℃,出口温度40℃。用于采暖水加热的换热器为1组,功率为200 kW,体积流量为7 m3/h,设计压力1.6 MPa,换热管规格为Φ76 mm×4 mm,单根长度为3 m(含弯头),换热面积为12 m2,连接方式为单进单出,进口温度为70℃,出口温度95℃。 该站内集输系统无结垢,运行时间1 a,原油体积流量60~70 m3/h,水的体积流量10 m3/h,运行压力3 MPa时,原油温升为15℃(进口温度30℃,出口温度45℃),水温升为25℃。 实际运行数据表明,该站原油无结垢趋势,该加热炉换热器设计污垢系数取值在允许偏差范围内,满足生产需要。 2 污垢系数选用[4~10] 在目前实际生产中,设计加热炉中的换热器时,使用单位大多没有提出明确的污垢系数取值要求,而是由设计单位按经验选取污垢系数,在设计中一般不变化,但各设计单位取值不同。在生产现场,由于各区块原油成分不同、含水量不同,因此,产生污垢的情况有很大差别,导致热阻对换热效果的影响亦大不相同。这就是同样规格的加热炉换热器,在一个生产区块加温效果良好,而在另外一个生产区块加温效果较差的原因。因此,设计加热炉换热器时,需要针对不同成分的原油取不同的污垢系数用于计算传热面积,以满足生产换热要求。 以前文所举1#站为例,对于中等含盐量的原油,若温度0~93℃、流速0.6~1.2 m/h,则按文献[2]原油结垢热阻经验值R=0.000 465,其它参数不变,当原油结垢热阻取值不同时,计算得到换热器的换热面积见表2。 由表2可知,在同等条件下,随着污垢系数的增加,总传热系数下降,换热面积增大。这说明随着污垢在换热表面上的形成,换热设备的热阻显著增加,传热性能恶化。污垢沉积于换热表面,增大了表面的粗糙度,减少了流体的流通面积,增大了液体流动的阻力,增加了动力消耗[1]。在原油加温的过程中,要求换热器在结垢后仍能满足总热负荷和传热温差不变,为了补偿污垢对换热设备的影响,在设计时需要增加冗余面积来保证其换热能力,冗余面积随着污垢系数、未结垢时总传热系数的增大而增大。因此,在原油加温换热器的设计中必须考虑由于污垢热阻使传热性能削弱的补偿措施,如加大流速、加大总平均温差或传热面积等。 在实际应用中,污垢系数的选用有3种方法:①在设计换热器时,使用单位根据现场实际,明确提出污垢系数取值。②项目技术人员提出污垢系数取值,但由于担心换热器运行时传热性能达不到要求故将污垢系数提得较大。③换热器设计单位提出的参考值,在换热器设计计算过程中不考虑污垢热阻的影响,只在最后确定传热系数时取0.85的系数(即取计算值的85%)作为考虑污垢热阻后的最终传热系数,或者依据相关标准,取污垢系数的经验值用于计算传热面积。 污垢系数取值偏小时,不能保证生产总负荷及传热温差;污垢系数取值偏大时,必然加大传热面积或总平均温差,从而增加换热器成本。传热面积过大会导致热流体出口温度过低,冷流体出口温度过高,这不仅影响工艺要求,而且有时在运行中为避免此结果常将介质流速降低,致使壁面温度上升,这反而促使污垢更迅速地增长。同样,平均温差过大,就要求提高热介质温度或降低冷却介质温度,导致介质与壁面的温差加大,结果也是促使污垢增长,特别是沸腾蒸发受热面,温差过大有可能出现膜态沸腾,不仅使传热性能大为削弱,污垢迅速增加,甚至会使传热面过热毁坏。此外,多孔的沉积物还会起到腐蚀剂的作用,在壁温高时会加速金属的腐蚀。结垢物质还会在金属表面上形成氢或氧的浓差电池,导致垢下腐蚀。 原油本身的属性以及原油所携带的泥沙量对污垢形成的影响十分明显[1],恰当选用污垢系数,在满足生产需要的前提下考虑经济因素。 净化原油很少结垢,含水原油结垢的原因十分复杂,其结垢与原油所含水质成分、各类离子浓度、原油温度、流速、管程结构等有关。原油污垢的增长速率随原油温度升高而增大,与原油流速成反比[1],在弯管、变径处的结垢速率大于直管段的。原油在换热器内的结垢主要有化学反应结垢和析晶结垢,由于含水原油中存在饱和的Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+、SO42-、CO32-以及HCO3-,在加温过程中,发生化学反应,形成不溶于原油的CaCO3、CaSO4、BaSO4等混合垢,随着温度的升高,析出并沉积于传热面上,初始时是一个晶核,经过一段时间运行后就会覆盖整个传热面。 原油结垢以钙、钡、锶的碳酸盐和硫酸盐最为常见[3]。在原油集输过程中形成的垢有以CaCO3为主的碳酸钙型垢、以BaSO4为主的硫酸钡锶型垢以及CaSO4、BaSO4的混合垢3类。 碳酸钙结垢趋势预测一般采用稳定指数法(SAI为稳定指数),当SAI≥6时,无结垢趋势;SAI<6时,有结垢趋势;SAI<5时,结垢严重[3]。 CaSO4结垢趋势预测值S<Cmmol/L(水中CaSO4实际含量,通过测定水中Ca2+和SO42-含量然后计算)时,有结垢趋势;S=Cmmol/L时,临界状态;S>Cmmol/L时,无结垢趋势[3]。 硫酸锶结垢趋势的预测,Sr2+与SO42-浓度(mol /L)的乘积Q与SrSO4的溶度积Ksp(在18~25℃时数值为2.5×10-7)之比大于1.0,有结垢趋势;Q/Ksp=1.0,为临界状态,Q/Ksp<1.0,则认为无结垢趋势[3]。 根据上述分析,原油加温换热器设计中污垢系数选取应慎重,对于不同的原油成分,首先要测定含水原油中各离子的浓度,判断有无结垢趋势。当无结垢趋势时,污垢系数可取推荐值0.000 465;当处于临界状态时,污垢系数取推荐值的2~3倍;当有结垢趋势时,污垢系数取推荐值的3~5倍;当结垢严重时,污垢系数取推荐值5~8倍。 3 结语 对于油田原油加温换热器用换热器,都需要增加冗余面积,以补偿由于污垢形成而造成的换热器传热性能下降。换热器设计时,污垢系数的取值要根据各油田区块原油的成分情况,取不同的污垢系数。当无结垢趋势时,污垢系数可取0.000 465(推荐值);当处临界状态时,污垢系数取推荐值的2~3倍;当有结垢趋势时,污垢系数取推荐值的3~5倍;当结垢严重时,污垢系数取推荐值的5~8倍。 对于结垢严重的站点,加热炉本体与加热炉换热器可设计为分体式,换热器最好设计为可拆式,以方便后期除垢。 在原油的集输过程中,尽可能进行脱水处理后再输送,以降低污垢的生成,提高换热效果,减少因结垢而生产的各种维护费用。集输管路尽可能减少管径突变(变小)。 净化油加温输送应采用螺旋板式换热器,其效果优于管壳式换热器。 参考文献: [1] 苗承武,江士昂,程祖亮,等.油田油气集输设计技术手册(上册)[M].北京:石油工业出版社,1995. 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